下载文档原格式
AVO技术在识别充填流体溶洞中的应用孙海宁;王晓梅;刘来祥【摘要】寻找到充填流体的大型洞穴是碳酸盐岩油藏预测十分有意义的工作.塔河油田的试验表明,应用AVO技术可以有效地鉴别溶洞是否充填流体.溶洞充填流体之后,由于碳酸盐岩与流体之间存在很大的纵波波阻抗差异会形成强的纵波反射系数;同时,又由于流体内不传播横波,溶洞壁(包括顶低面)是横波的绝对反射界面,因而会形成强的横波反射.换句话说,充填流体溶洞既能形成强的纵波,又能形成强的横波.AVO分析对叠前地震数据进行弹性反演,从中提取出与横波有关的属性来指示充填流体的溶洞.【期刊名称】《物探与化探》【年(卷),期】2008(032)004【总页数】4页(P397-400)【关键词】AVO技术;弹性波属性;溶洞型油藏;流体的识别【作者】孙海宁;王晓梅;刘来祥【作者单位】胜利油田,东辛采油厂,地质研究所,山东,东营,257094;北京大学,北京,100084;中国石油化工股份有限公司,石油勘探开发研究院,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】P631.4塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层为岩溶洞缝型储层，其储集空间包括大型洞穴、岩溶孔洞裂缝、构造裂缝和孔隙裂隙等，其中，大型洞穴往往是岩溶储集体的主体。
找到充填流体的大型溶洞，就有可能找到碳酸盐岩油藏的主体。
但是，碳酸盐岩中的溶洞由于长期受高压和溶蚀作用而坍塌，充填碎屑物，不能形成有效的储集空间。
因此，寻找大型洞穴，并区分其充填物是固体还是流体，是碳酸盐岩油藏识别和预测十分有意义的工作。
笔者以塔河油田为例，采用AVO技术，提取包括纵波和横波的弹性波参数，研究溶洞充填物性质，分析表明,充填流体的洞穴不仅可以形成强的纵波反射，也可以在一定偏移距条件下形成强的转换横波，进而利用AVO属性中强的纵波和横波属性同时出现的特征来判断洞穴中充填物为流体。
1 溶洞反射(绕射)波的振幅特征1.1 溶洞纵波反射强度的定量描述溶洞反射波实际上是溶洞顶底面反射波及顶底面之间的多次波复合的结果，其强度可用溶洞顶底面复合反射系数R|R|表示。
碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化摘要：在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行注水替油试验，可大幅度提高原油采收率。
注水替油技术是选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油，并优先选择溶洞型储集体油井；注水替油前要尽可能利用天然能量，在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油。
桩西古潜山对地层能量低、连通性差、面积小的单元或井区，考虑了进行单井吞吐试验以提高采收率，并对单井周期注入量、注入速度、焖井时间等参数进行了优化。
关键词：桩西古潜山单井注水替油提高采收率注采方案统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降，地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～32% 。
特别是储集体规模较小的单井缝洞单元，由于其相对封闭，没有其它能量的供给，能量不足造成的产量递减更为突出。
2012年以来，桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。
1 地质概况桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。
其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。
储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。
裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。
溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。
潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。
油藏属常温常压系统。
2 注水替油机理主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量，恢复地层压力；其次是利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换其中难以采出的剩余油。
油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率。
测井新技术在塔里木盆地碳酸盐岩储层评价中的应用摘要:在碳酸盐岩缝洞型储层中，地层整体非均质较强，仅常规测井技术不能够准确及时地划分出有效储层。
因此，结合测井新技术如电成像测测井、偶极子声波测井综合分析为准确评价储层好坏提供了强有力的支撑。
关键词:碳酸盐岩裂缝孔洞电成像偶极子声波碳酸盐岩油气田在世界油气田分布中占有非常重要的地位，世界上的油气有一半及以上来自于碳酸盐岩储层。
一些主要的产油国家都分布有碳酸盐岩油田。
例如在中东地区，大部分储集层为中生界或新生界的碳酸盐岩储层。
这些以碳酸盐岩为储集层的油田不仅储量大，并且单井产量高。
在国内，四川气田、塔里木盆地奥陶系油气藏都属于碳酸盐岩储层。
塔里木盆地碳酸盐岩储集空间类型以溶蚀洞穴、孑L、缝为主，在一定范围内储层之间以裂缝系统沟通。
整体上储层非均质性极强，形成众多具有相对独立系统的岩性圈闭。
这些都给测井评价工作带来了较大的挑战。
仅靠常规测井技术已经难以满足该区碳酸盐岩储层评价的需要，必须充分结合测井新技术才能更好的对储层做出评价。
1测井新技术应用概况目前在塔里木盆地常用的测井新技术主要有电成像测井（FMI/XRMI）、偶极子声波测井（DSI/XRMI）、化学元素俘获（ECS）测井和核磁共振测井等等。
其中最常见的是电成像测井和偶极子声波测井。
1.1电成像测井技术电成像测井资料具有分辨率高、能定量解释的特点。
对不同岩性中的次生构造反映明显，如裂缝、溶缝、溶孔、溶洞、泥纹、泥质或方解石充填缝等。
与常规测井资料比较，电成像测井图像不仅分辨率提高了2〜3个数量级（常规测井分辨率一般为数十分米），而且能够揭示井壁表面地层的二维精细地质结构。
与岩心资料相比,FMI/XRMI 电成像测井图像具有以下优势：一是在深度上具有连续性（岩心由于成本高，一般不连续）;二是能够提供地下地质体的产状等定向数据（除定向取心外,岩心一般不能给出方位数据）。
此外，一些在岩心上难以分辨的地质现象有时在电成像测井图像上反而清晰可辨。
气水协同、量化井间压差技术在碳酸盐岩油藏开发中的应用作者：刘洪源李桂云魏林杉黄米娜来源：《石油研究》2019年第11期摘要：塔河碳酸盐岩油藏不同于常规砂岩油藏，其储集体具有极强的非均质性，横向上井间连通模式复杂多样，纵向上没有统一油水界面。
这些特殊性导致常規的注水、注气驱替井间剩余油提高采收率措施有效期短，增油效果无法保障。
本文通过对碳酸盐岩缝洞油藏典型井组A-B井组地质特征和开发动态进一步深入研究，从井组储集体发育特点，油藏能量状况、剩余油分布特征，研究了该井组开发矛盾，对井组注气效果变差原因进一步研究认识，提出了：注气后持续注水保持井组压差，气水协同延长井组气驱有效期，提升井组开发效果。
关键词：塔河油田;气水协同;井组压差;井组注气;本文以塔河八区典型井组A-B为研究对象，分析单元剩余油并创新提出气水协同、量化井间压差的开发对策，气水协同通过注气气体纵向分异替换阁楼油向下运移，注气后持续单元注水水驱横向驱替置换下来的阁楼油可以维持井间驱油能量，延长井组驱油受效时间，提升井间剩余油动用程度，量化井间压差可以为注气后注水保持井间驱替效果提供量化依据，根据井间压差调整注入井的日注水量，在保证井组驱油效果的同时可以降低注水成本，提升开发经济效益。
1、井组地质特征认识A-B井组位于塔河八区C大单元，通过蚂蚁体精细刻画及能量体叠加图等静态地质资料分析，同时结合动态生产特征分析认为A-B井组主要受控于单元内②号北东向断裂，如图1-1。
结合井组地震剖面和50Hz分频图分析A-B井组具有较好的连通基础，如图1-2。
井组所在的②号断裂油气充注程度高，产能高，平均单井产油7.3万吨。
井组所在②号断裂水体能量较强，随着开发的不断深入，油水界面整体抬升，断裂上含水以快速上升为主，属于分段水淹。
2、井组前期治理对策和开发矛盾通过前期开发认识，分析认为井组所在②号断裂井周主要为快速水淹后形成的“底水封隔型”剩余油，同时断裂上以裂缝孔洞型储集体为主，剩余油类型主要为平面上“井间未动用储量”。
油气藏评价与开发第3卷第1期2013年2月RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT塔中奥陶系碳酸盐岩油气藏水平井开发的研究与应用敖海兵1，王振宇1，张云峰1，李俞锋1，程潇逸2（1.西南石油大学资源与环境学院，四川成都610500；2.中国石油长庆油田公司，陕西西安710018）摘要：塔中地区奥陶系碳酸盐岩储层非均质性极强、连续性差，油气水分布异常复杂。
单纯地使用直井进行开发效果并不理想，需采用与水平井相结合的部署方法。
根据水平井与直井经济效益对比评价，总结出四种适合采用水平井开发的碳酸盐岩油气藏类型：多缝洞单元油气藏、薄层油气藏、边底水油气藏、孔洞型油气藏。
通过对这些类型的水平井产能进行分析研究，认为储层的发育特征是基础，水平井轨迹设计是沟通油气的关键因素，采油工艺则是高产油气流的保证。
综合考虑上述因素的影响，对塔中碳酸盐岩油气藏采用直井与水平井相结合的布井方法能够更加经济、高效地进行开发。
关键词：塔中地区；水平井；类型；产能；影响因素中图分类号：TE324文献标识码：AResearch and application of horizontal wells development of Ordovician carbonatereservoirs in TazhongAo Haibing1,Wang Zhenyu1,Zhang Yunfeng1,Li Yufeng1and Cheng Xiaoyi2(1.Institute of Resources and Environment,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan610500,China;2.ChangqingOilfield Company,CNPC,Xi’an,Shaanxi710018,China)Abstract:For Ordovician carbonate reservoirs in Tazhong area,the heterogeneity is high and the continuity is poor.Distributions of oil,gas and water are extremely complex.Therefore,simply using vertical wells to develop is not ideal.It is necessary to combine deployment meth⁃od with horizontal wells.According to economic benefits comparison of horizontal wells and vertical wells,this paper summarized four suit⁃able types for horizontal wells development of carbonate reservoirs:multi-fracture-cavity unit reservoirs,thin bed reservoirs,edge-bottom water reservoirs and vuggy reservoirs.By analyzing the deliverability of these horizontal wells,results suggested that the developmental char⁃acteristic of reservoir was the base,the trajectory design of horizontal well was the key factor for the migration of oil and gas，and the petro⁃leum engineering is the guarantee of high capacity oil-gas stream.Considering the influence factors above,carbonate reservoirs in Tazhong area can be more economically and efficiently developed by pattern configuration of combination of vertical wells and horizontal wells. Key words:Tazhong area,horizontal well,type,deliverability,influence factor塔中地区位于塔里木盆地中央隆起中部，为一个继承性古隆起。
第36卷第2期2014年3 月石 油 钻 采 工 艺OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGYVol. 36 No. 2March 2014文章编号：1000 – 7393（2014） 02 – 0113 – 03 doi:10.13639/j.odpt.2014.02.028分层注水技术在中亚RN非均质碳酸盐岩油田的应用温晓红1，2 邵龙义1 田立志3 齐立新4 尤建广5 （1.中国矿业大学，北京 100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊 065007；3. 中国石油阿克纠宾油气股份公司，北京 100101；4.冀东油田公司勘探开发研究院，河北唐山 063000；5. CNODC生产作业部，北京 100101）引用格式：温晓红，邵龙义，田立志，等. 分层注水技术在中亚RN非均质碳酸盐岩油田的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（2）：113-115.摘要：RN油田是中石油海外经营开采最早的、中亚规模较大的碳酸盐岩油藏。
油田自然递减率高，主力油藏地层压力保持水平低，纵向动用程度不高，层间矛盾大。
结合油田实际情况，研究了3种分层注水技术——液力投捞分层注水、同心双管分层注水、桥式偏心分层注水技术。
现场应用表明，桥式偏心分层注水和同心双管分注技术应用效果显著，液力投捞分注技术不适用于该油田。
该研究对海外碳酸盐岩油田开发具有重要指导意义。
关键词：碳酸盐岩；分层注水；同心双管分层注水；桥式偏心分层注水中图分类号：TE357.6 文献标识码：BApplication of selective water injection in heterogeneous carbonate reservoirsin RN Oilfield, Middle AsiaWEN Xiaohong1,2 , SHAO Longyi1 , TIAN Lizhi3 , QI Lixin4 , YOU Jianguang5（1. China University of Mining & Technology, Beijing 100083, China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang, Langfang 065007, China; 3. CNPC-International Aktobe Petroleum, Aktobe 030000, Kazakstan;4. Exploration and Development Research Institute of Jidong Oilfeild Company, Tangshan Hebei 063000, China;5. CNODC, Beijing 100101, China）Abstract: RN oilfiled is the earliest large oilfield in Middle Asia developed by Petrochina overseas. The oilfield faced high produc-tion decline, low reservoir pressure maintaining, low vertical producing degree, serious conflicts between layers. According to actual conditions of the oilfield, three types of effective and economic separated layer water injection techniques have been selected: separated layer water injection by hydraulic running and pulling, concentric pipe separated layer water injection and bridge-type eccentric separate layer water injection. Field application shows bridge-type eccentric separated layer water injection and concentric pipe separated layer water injection work well in this oilfield, separated layer water injection by hydraulic running and pulling is not suitable for this field. The research results are instructive to the high efficient development of overseas carbonate oil fields.Key words: RN oilfield; carbonate; separated layer water injection; concentric pipe separated layer water injection; eccentric sepa-rate layer water injectionRN油田是一个大型带凝析气顶及边底水的复杂碳酸盐岩油气田，具有剩余可采储量较大、采油速度低、采出程度低的特点，有石炭系Ⅰ、Ⅱ两套含油层系，纵向有5个油组。
油田埋藏深度为2 500~ 3 800 m，储层孔隙度为10.6%~13.7%，有效渗透率为0.1~20 mD，部分地层天然裂缝较发育，主要储集类型有孔隙–裂缝型、孔隙型和孔隙–孔洞型。
岩性以石灰岩为主，地层原油密度为0.65 kg/m3，地层原油黏度为0.28 mPa·s。
储层温度为75 ℃，储层孔隙压力梯度仅为0.55~0.70 MPa（100 m）。
油田经过连续4年产量大幅上升后，开发过程中的矛盾和问题也开始暴露出来，其主要标志是压作者简介：温晓红，1978年生。
2003年毕业于大庆石油学院石油工程专业。
现从事采油采气、注水工程技术研究工作。
电话：010-********。
E-mail：wenxh69@。
石油钻采工艺 2014年3月（第36卷）第2期114力下降幅度增大、老井自然递减率大幅上升。
分析认为，问题主要在注水：（1）注水量仍然不能满足注采平衡的需要，油田转注时间晚，欠注大，压力仅为原始压力的60%；（2）注水井笼统注水，注水开发储量动用程度很低；（3）少数层段严重超负荷注水，大多数层段不出液或不吸水。
油田采用分层注水技术面临的技术难点如下：（1）碳酸盐岩油藏非均质严重，孔隙、溶洞、裂缝发育，单层吸水、出液井比例高，分注卡封难度大；（2）油田转注时间晚，层系多，两层分注不能满足要求，目前成熟的细分层工艺调测较为繁琐，要求高；（3）注水水质较差，井下条件复杂，井下工具及水嘴易腐蚀和堵塞，调测失败可能性大；（4）分层注水既要满足开发要求，又要井下工具少，工艺成熟配套，操作简单。
1 RN碳酸盐岩油藏分注技术1.1 同心双管分层注水技术1.1.1 管柱结构 管柱结构（图1）：喇叭口+KCY211 -135封隔器+Ø73 mmUP TBG（外）×4TBG（内）变扣接头+ 4TBG油管+ 耐腐蚀密封筒+4TBG油管。
内管自下而上为：导向头+延长管+密封插管+ Ø60 mmUP TBG 。
图1 同心双管分注管柱结构1.1.2 技术原理 同心双管分注是在同一井筒内下入2根油管，1根外管，1根内管，用封隔器将需要隔开的上下层封隔。
外管（主管）连接密封插管和密封体等配套工具插入封隔器，然后从外管内再下入1个内管，内管下接另一个密封插管，此插管插入密封体，通过内管向下层注水。
通过内外管环空向上层注水，从而实现分层注水的目的。
1.1.3 技术特点 （1）能有效消除层间干扰，地面控制各层配注量，配注准确，便于计量和现场管理，特别适合于让纳若尔油田的分注状况；（2）不存在堵水嘴问题，对水质适应性好；（3）可以不动管柱对上下层进行酸洗处理，大大降低了后续工作的费用和风险；（4）两根油管都有支撑（外管支撑在封隔器上，内管支撑在外管上），并且外管与封隔器之间、内管与外管之间都是插管密封，管柱安全系数很高。
1.2 液力投捞分层注水1.2.1 管柱结构 图2是液力投捞分注管柱结构示意图。
图2 液力投捞分注管柱结构1.2.2 工作原理 自调分层注水配水器为一级两层井下分注工具，与注水封隔器配合使用，可实现一级两层分层注水。
该配水器芯子上装有陶瓷水嘴或钨钢水嘴和流量调节器，在注入泵压波动时，可自动调节，保持配注入水量基本不变。
该配水器采用钢丝投捞或液力投捞芯子。
该配水器有以下几个基本组件：配水器工作筒、配水器芯子、液力投捞井口捕捉器、钢丝捞具、井下流量计。
封隔器将井筒封隔成两段或三段，注水时自调配水器与注水芯子相配合，为各段提供不同的注水通道。
配水器投入时可随注入水自动坐入工作筒；打捞可用钢丝作业或液力冲出。
1.2.3 技术特点 （1）只有1个工作筒，工作筒居中；（2）各层配水芯子连接成一个整体，投捞1次可同时对3层水嘴进行调整；（3）注水芯子上端装有皮碗等液力提升装置和打捞装置，可用液力投捞或钢丝打捞的方式将芯子打捞上来，操作方便可靠。
1.3 桥式偏心分层注水1.3.1 管柱结构 在桥式偏心分层注水管柱的基础上，设计了适合RN油田的分层注水管柱。
管柱由Y111-135封隔器、Y221-135封隔器、桥式偏心与侧向单流阀组成，结构见图3。
1.3.2 工作原理 Y221-135封隔器为卡瓦支撑不可洗井封隔器，坐封时需按坐封高度上提管柱，然后右旋管柱，使滑环销钉从封隔器锁紧轨道滑动到坐封轨道上，下放管柱，滑环销钉从坐封轨道下端向上运动，使支撑卡瓦张开卡在套管壁上，管柱继续下放，封隔器上部调节环压缩胶筒，封隔器坐封。
Y111-135封隔器为尾管支撑式封隔器，当下部Y221-135115温晓红等：分层注水技术在中亚RN非均质碳酸盐岩油田的应用封隔器坐封卡在套管壁上之后，管柱继续下放，管柱重力压缩封隔器上接头，进而压缩胶筒，封隔器坐封。
封隔器坐封后即可正常注水，然后下入测试仪器进行流量测试，根据测试结果更换两级桥式偏心配水器中的水嘴，达到分层注水的目的。
1.3.3 技术特点（1）施工时可以按照配注方案在偏心堵塞器中装入相应的水嘴，通过投捞堵塞器可调配任意层的水嘴；（2）封隔器坐封后即可正常注水，待注水稳定一段时间后下入测试仪器进行流量测试；（3）当下管柱过程中发生出气现象需要循环洗井时，从套管注水，打开侧向单流阀就可达到循环洗井的目的；（4）Y111-135封隔器起保护套管作用，施工时该封隔器下到射孔井段以上位置，释放后保持封隔器以上套管没有套压，防止注水时对射孔井段以上套管造成损害；（5）管柱施工操作简单，经济可行。
